Erdgas

Kugelgasbehälter

Erdgas ist ein brennbares, natürlich entstandenes Gasgemisch, das in unterirdischen Lagerstätten vorkommt. Es tritt häufig zusammen mit Erdöl auf, da es auf ähnliche Weise entsteht. Erdgas besteht hauptsächlich aus hochentzündlichem Methan, die genaue Zusammensetzung ist aber abhängig von der Lagerstätte.

Als fossiler Energieträger dient es hauptsächlich der Beheizung von Wohn- und Gewerberäumen, als Wärmelieferant für thermische Prozesse in Gewerbe und Industrie (z. B. in Großbäckereien, Ziegeleien, Zementwerken, Gießereien und Metallhütten), zur elektrischen Stromerzeugung und in kleinem Umfang als Treibstoff für Kraftfahrzeuge. Hinzu treten mengenmäßig bedeutsame Anwendungen als Reaktionspartner in chemischen Prozessen, wo ebenfalls sein Energiegehalt genutzt wird. Diese sind beispielsweise die Ammoniaksynthese im Haber-Bosch-Verfahren (Stickstoffdüngemittel), die Eisenerzreduktion im Hochofenprozess oder die Herstellung von Wasserstoff.

Rohes Erdgas

Eigenschaften

Bei Erdgas handelt es sich um ein Gasgemisch, dessen chemische Zusammensetzung je nach Fundstätte beträchtlich schwankt.

Strukturformel von Methan

Der Hauptbestandteil ist immer Methan, der Anteil liegt in vielen Erdgaslagerstätten zwischen 75 % und 99 % der molaren Fraktion. Häufig enthält Erdgas auch größere Anteile an Ethan (1 % bis 15 %), Propan (1 % bis 10 %), Butan und Ethen. Ein solches Gasgemisch wird nasses Erdgas genannt, was nichts mit dem meist auch vorhandenem Wasserdampfanteil zu tun hat, sondern die unter Druck leicht verflüssigbaren Gase meint, die im Englischen auch Natural Gas Liquids (NGL) genannt werden.

Weitere Nebenbestandteile sind Schwefelwasserstoff (häufig zwischen 0 % und 35 %), der durch Entschwefelung des Erdgases entfernt wird, Stickstoff (häufig zwischen 0 % und 15 %, in Extremfällen bis zu 70 %), Kohlenstoffdioxid (häufig zwischen 0 % und 10 %) und Wasserdampf. Erdgasvorkommen mit einem hohen Anteil an Schwefelwasserstoff und/oder Kohlenstoffdioxid werden als Sauergase bezeichnet.

Schwefelwasserstoff, Kohlenstoffdioxid und Wasser müssen in jedem Falle zunächst abgetrennt werden, da einige Gase giftig sind oder die Pipeline angreifen oder andere – wie Wasser – die Pipeline durch Hydratbildung verstopfen könnten. Das können für eine Bohrinsel bis zu 28.000 Tonnen pro Tag sein. Von großem Wert sind Erdgase, die bis zu 7 % Helium enthalten. Diese sind die Hauptquelle der Heliumgewinnung.

Neben den genannten Gasen kann Erdgas auch etwas elementaren Schwefel (einige Gramm pro Kubikmeter) und Quecksilber (wenige Milligramm pro Kubikmeter) enthalten. Auch diese Stoffe müssen zuvor abgetrennt werden, da sie Schäden an der Fördereinrichtung hervorrufen.

Nach der Zusammensetzung werden verschiedene Typen Erdgas unterschieden: H-Gas (von engl. high (calorific) gas, Erdgas mit hohem Energiegehalt) hat einen höheren Methangehalt (87 bis 99 Vol.-%), während L-Gas (von engl. low (calorific) gas, Erdgas mit niedrigem Energiegehalt) bei Methananteilen von 80 bis 87 Vol.-% größere Mengen an Stickstoff und Kohlenstoffdioxid enthält.

• H-Gas aus den GUS-Staaten besteht aus circa 98 % Methan, 1 % weiteren Alkanen (Ethan, Propan, Butan, Pentan) und 1 % Inertgasen.
• H-Gas aus der Nordsee besteht aus circa 89 % Methan, 8 % weiteren Alkanen (Ethan, Propan, Butan, Pentan) und 3 % Inertgasen.
• L-Gas aus Niederlande und Norddeutschland besteht aus etwa 85 % Methan, 4 % weiteren Alkanen (Ethan, Propan, Butan, Pentan) und 11 % Inertgasen.

Die Bezeichnungen H- bzw. L-Gas bezieht sich auf das von den Energieversorgern verteilte Gas. Auf der Seite der Gasgeräte gibt es mit der Norm (DIN) EN 437 eine ähnliche Klassifizierung, die jedoch nicht deckungsgleich ist. Hier entspricht L-Gas dem Typ LL (low-low) und H-Gas dem Typ E (Europe).

Physikalische Eigenschaften

Erdgas ist ein brennbares, farb- und in der Regel geruchloses Gas mit einer Zündtemperatur von rund 600 °C. Es besitzt eine geringere Dichte als Luft. Zur Verbrennung von 1 Kubikmeter Erdgas werden ungefähr 10 Kubikmeter Luft benötigt. Bei der Verbrennung entstehen als Reaktionsprodukte im Wesentlichen Wasser und Kohlenstoffdioxid. Daneben können noch geringe Mengen Stickoxide, Schwefeldioxid, Kohlenmonoxid und Staub entstehen. Um eventuell austretendes Erdgas orten zu können, wird es mit einem Duftstoff versehen. Bei dieser Odorierung werden vorrangig Thioether (beispielsweise Tetrahydrothiophen) oder Alkanthiole (etwa Ethylmercaptan und tertiäres Butylmercaptan) in geringsten Mengen zugesetzt. Diese Duftstoffe sind für den klassischen Gasgeruch verantwortlich.

Je nach Herkunft des Erdgases kann es einen erheblichen Gehalt an stark riechenden organischen Schwefelverbindungen enthalten. Mit Verfahren wie Gaswäsche werden diese schwefelhaltigen Erdgasbegleiter weitgehend entfernt, aus denen bei Verbrennung schädliches Schwefeldioxid entstehen würde.

Die Erdgastypen L und H unterscheiden sich nicht nur in der Zusammensetzung (siehe oben), sondern auch in ihren physikalischen Eigenschaften.

• Dichte $\varrho$ = 0,700 – 0,840 kg/m³ (L-Gas – H-Gas)
• Energiedichte (L-Gas – H-Gas)
  • Brennwert H_s (früher H_o) / Masse : 10 – 14 kWh/kg = 36 – 50 MJ/kg
  • Brennwert H_s (früher H_o) / Volumen : 8,2 – 11,1 kWh/m³ = 30 – 40 MJ/m³
  • Der Heizwert H_i (früher H_u) liegt jeweils etwa 10 % unter diesen Werten.
• Siedepunkt = −161 °C.

Entstehung

Übersicht über die anaerobe Verwertung von polymeren Substraten und Lipiden

Erdgas entsteht meist durch ähnliche Vorgänge wie Erdöl und wird daher auch oft zusammen mit diesem gefunden. Es bildet sich unter Luftabschluss, erhöhter Temperatur und hohem Druck aus abgestorbenen und abgesunkenen marinen Kleinstlebewesen (Mikroorganismen, Algen, Plankton). Herrschen sauerstoffarme Bedingungen nahe dem Meeresgrund, so bilden sich im Laufe der Zeit mächtige Sedimentfolgen mit hohem Anteil biogenen, organischen Materials. Die Abwesenheit von Sauerstoff in diesem Ablagerungsmilieu verhindert den vollständigen mikrobiellen Abbau der Biomasse, ein Faulschlamm entsteht. Im Laufe von Jahrmillionen wird dieser durch Überdeckung mit weiteren Sedimenten hohen Drücken und Temperaturen ausgesetzt.

Größere Erdgasmengen entstehen aber auch infolge einer mikrobiellen Zersetzung organischer Stoffe an Ort und Stelle, also ohne wesentliche Migration. Gasvorkommen mit dieser Entstehungsgeschichte finden sich zum Beispiel im Voralpenland Oberösterreichs und Oberbayerns. Mit einer Entstehungszeit von etwa 20 Millionen Jahren gelten sie als sehr jung.

Helium kann im Erdgas enthalten sein, wenn in unter der Lagerstätte liegenden Mineralien Helium aus radioaktivem Alpha-Zerfall entsteht und nach oben diffundiert.

Verwendung

Geschichte als Energierohstoff

Schon vor etwa 2000 Jahren nutzten die Chinesen Erdgas zur Salzgewinnung.

Im Jahr 1626 berichteten französische Missionare über „brennende Quellen“ in flachen Gewässern von Nordamerika. Eine größere industrielle Nutzung von Erdgas begann in den USA im Jahr 1825 im Ort Fredonia im Westen des Bundesstaates New York. Hier legte ein gewisser William H. Hart einen Schacht zur Erdgasgewinnung für die Beleuchtung einer Mühle und eines Wohnhauses an. Hart nutzte Erdgas auch zur Beleuchtung eines Leuchtturms am Eriesee. Er gründete im Jahr 1858 die erste Erdgasgesellschaft, die Fredonia Gas Light Company. Ab 1884 wurde Erdgas in Pittsburgh in der Glas- und Stahlindustrie verwendet. Das Gas wurde via Pipeline aus Murrysville, heute etwa 35 km östlich von Pittsburgh gelegen, in die Stadt geliefert. Damit war Pittsburgh die erste Stadt der Welt, die an eine Erdgaspipeline angeschlossen war.

Nordamerika, insbesondere die USA, hatte bis 1950 die höchste Nutzung von Erdgas der Welt (US-Förderanteil 1950 etwa 92 % der Weltproduktion, 1960 US-Förderanteil der Weltproduktion 80,2 %). In Westdeutschland betrug die Energienutzung von Erdgas Anfang der 1960er Jahre nur 1 % der fossilen Primärenergie. 1970 waren es etwa 5 % der fossilen Primärenergie in Westdeutschland.

Erdgas wurde ursprünglich bei der Gewinnung von Erdöl lediglich abgefackelt. Zunächst wurde Erdgas in den USA (seit Anfang der 1920er Jahre) und später in Europa (seit den 1960er Jahren) als Energierohstoff für die Wirtschaft genutzt.

In einigen Ländern wird Erdgas auch heute noch abgefackelt, da der Transport des Gases kostenaufwändig ist. In den USA wurden in den letzten Jahren viele Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke zur Stromgewinnung auf Erdgasbasis gebaut, diese haben einen sehr hohen Wirkungsgrad (60 %) und können dazu noch die Abwärme als Fernwärme zur Beheizung von Wohnhäusern nutzen.

Gegenwärtig (2013) ist Erdgas mit 25 % Anteil bei fossilen Energieträgern ein sehr wichtiger Energierohstoff. Erdgas wird nach Angaben der Internationalen Atomenergiebehörde (IAEA) bis zum Jahre 2080 mit einem über 50 % Anteil zum wichtigsten fossilen Energieträger werden.

Industrielle Nutzung

Strom- und Wärmeproduktion

Erdgas wird in Deutschland und in vielen anderen Industrieländern im Wesentlichen zur Versorgung mit Nutzwärme in der Industrie und in Wohngebäuden genutzt. In einigen Ländern spielt auch die Stromproduktion aus Gas eine große Rolle (Russland: ca. 50 % Anteil). In Deutschland ist der Anteil von Erdgas an der Stromerzeugung seit einigen Jahren rückläufig, er betrug 2013 noch 10,5 %. Erdgas wird in Gasturbinenkraftwerken und in GuD-Kraftwerken verstromt. Diese Kraftwerke werden in Deutschland in erster Linie zur Deckung von Spitzenlast verwendet, die Leistung der dort genutzten Gasturbinen kann - im Vergleich zu Kohle- und Atomkraftwerken - gut (zeitnah) geregelt werden.

Treibstoff für Kraftfahrzeuge

Zapfsäule für komprimiertes Erdgas (CNG) an einer Tankstelle in Třebíč, Tschechien

Erdgas wird seit einigen Jahren auch verstärkt als Kraftstoff für entsprechend motorisierte Kraftfahrzeuge verwendet. Da es unter Druck stehend und teilweise auch in flüssiger Form gelagert und transportiert wird und so auch in die Tanks der Fahrzeuge gelangt, wird dieser Kraftstoff als Compressed Natural Gas (CNG, komprimiertes Erdgas) bzw. Liquefied Natural Gas (LNG, Flüssigerdgas) bezeichnet.

An Tankstellen ist Erdgas als H-Gas und oder L-Gas erhältlich. Hierbei steht „H“ für high und „L“ für low, weil das H-Gas aufgrund eines geringeren Anteils an Inertgasen einen etwas höheren Energiegehalt als das L-Gas hat:

• L-Gas besteht aus ca. 85 % Methan, 4 % langkettigeren Alkanen (Ethan, Propan, Butan, Pentan) und 11 % Inertgasen.
• H-Gas aus der Nordsee besteht aus ca. 89 % Methan, 8 % langkettigeren Alkanen und 3 % Inertgasen.
• H-Gas aus den GUS-Staaten besteht aus ca. 98 % Methan, 1 % langkettigeren Alkanen und 1 % Inertgasen.

Erdgas als Treibstoff für Autos ist nicht zu verwechseln mit Autogas. Dieser auch mit NGL (Natural Gas Liquids) oder LPG (Liquefied Petroleum Gas) abgekürzte Brennstoff enthält kein Methan, sondern besteht überwiegend aus den langkettigeren Alkanen Propan und Butan, die im Erdgas nur in geringen Mengen vorhanden sind. Das an Tankstellen angebotene Autogas entstammt meistens der Erdölraffination.

Der Vorteil von Erdgas und Autogas liegt in der gegenüber Benzin und Diesel saubereren Verbrennung. Daher genießen beide Kraftstoffe in Deutschland noch bis 31. Dezember 2018 steuerliche Vergünstigungen. Die Energiesteuer für Erdgas beträgt derzeit 18,03 ct/kg. In Deutschland kann zwischen 0,869 Euro/kg und 1,28 Euro/kg getankt werden. Der Durchschnittspreis beträgt 1,07 Euro/kg (Stand August 2014).

Eine Alternative zu reinem Erdgas ist HCNG, eine Mischung aus komprimiertem Erdgas und Wasserstoff, mit der jedes Fahrzeug betrieben werden kann, das über einen herkömmlichen Erdgasmotor verfügt. Das gleiche gilt für Biogas.

Vorkommen

1844 wurde in Europa erstmals Erdgas im Gebiet des Wiener Ostbahnhofs gefunden. 1892 folgten Funde bei Wels. Im 20. und 21. Jahrhundert ausgebeutete große Gasfelder sind das Troll-Feld in Norwegen, das Nord-Feld in Katar und das Gasfeld Urengoi in Russland. Des Weiteren werden noch große, unerschlossene Gasfelder im Iran vermutet. Methan in Gashydraten wird in großer Menge nicht nur im Bereich des Kontinentalschelfs vermutet, sondern auch in Permafrostböden in Sibirien, Kanada und Alaska.

Die Vereinigten Staaten sind neben Russland das Land mit der höchsten Förderrate für Erdgas. Sie förderten im Jahr 2006 etwa 524 Milliarden Kubikmeter Erdgas. Bis zum Jahr 1999 hatten sie 94.000 Bohrungen im eigenen Land vorgenommen.

Suche nach Lagerstätten

Ziel der Erdgasexploration ist das Auffinden von Erdgaslagerstätten. Im Vordergrund des Interesses stehen Lagerstättentypen, die mittels herkömmlicher Förderverfahren mit verhältnismäßig geringem Aufwand ausgebeutet werden können. Solche Vorkommen werden entsprechend als konventionelle Vorkommen bezeichnet. Erkundungen, die von Geologen und Geophysikern privater oder staatlicher Erdöl- und Erdgasfirmen unternommen werden, konzentrieren sich daher auf die Identifizierung geologischer Verhältnisse, die die Anwesenheit konventioneller Vorkommen im Untergrund wahrscheinlich machen.

Konventionelle Erdgasvorkommen bestehen aus einem porösen und permeablen, mit Erdgas gesättigten Speichergestein, das sich unterhalb einer geringporösesn impermeablen Gesteinsschicht, dem Deckgestein, befindet. Speicher und Deckgestein müssen zusätzlich Teil einer geologischen Struktur sein, die erst die Anreicherung von Gas zu abbauwürdigen Mengen ermöglicht. Solche Strukturen heißen Erdgasfallen. Das Erdgas kann so weder nach oben noch seitlich entweichen, und steht, da es sich tief unter der Erde befindet, unter hohem Druck.

Die Auswertung von Satelliten- oder Luftbildern oder die mittels klassischer Kartierung aufgenommene Oberflächengeologie können dazu dienen, fossile Sedimentbecken zu identifizieren. Möglicherweise geben im Gelände angetroffene Erdgas-Austritte (z. B. Schlammvulkane) direkte Hinweise auf Gasvorkommen im Untergrund. Erste nähere Untersuchungen der Geologie des tieferen Untergrundes erfolgen oft durch seismische Messungen. Dabei werden Druckwellen (im Prinzip Schall), erzeugt mittels Sprengungen in flachen Bohrlöchern oder mit Hilfe von Vibratoren, in den Erdboden geschickt. Die Schallwellen werden dabei von bestimmten Erdschichten, sogenannten Reflektoren, zur Erdoberfläche zurückgeworfen, wo sie von hochsensiblen Erschütterungsmessern, sogenannten Geophonen registriert werden. Aus den Zeitdifferenzen zwischen „Abschuss“ der Welle und Registrierung durch die Geophone ergibt sich die Tiefenlage einzelner Reflektoren. Wenn Schallquellen und Messstellen netzförmig an der Erdoberfläche angeordnet sind, kann aus den ermittelten Daten ein dreidimensionales seismisches Modell des Untergrundes erstellt werden (3D-Seismik). Aus diesem Modell lassen sich Erkenntnisse über die Geologie des Untergrundes gewinnen, anhand derer festgelegt wird, auf welche Bereiche der seismisch erkundeten Region sich die weitere Explorationsarbeit konzentriert.

An besonders vielversprechenden Stellen werden Probebohrungen niedergebracht. Hierbei wird die Interpretation des seismischen Modells mit der tatsächlich erbohrten Geologie abgeglichen und entsprechend verfeinert. Das Antreffen gasgesättigten Sedimentgesteins in einer vorhergesagten Tiefe bestätigt dann die Interpretation einer im seismischen Profil erkennbaren Struktur als Erdgasfalle.

Interessiert man sich nach Beginn der Förderung für Veränderungen des Fluidgehalts einer Lagerstätte, kann eine so genannte 4D-Seismik durchgeführt werden. Hierbei erkennt man die durch die Förderung entstehenden Veränderungen oder noch vorhandene Vorräte einer Lagerstätte.

Lagerstättentypen

Verschiedene Typen von Erdgaslagerstätten: A, E, F = konventionelle Lagerstätten, C = Schiefergas, D = „Tight Gas“ i. e. S., G = Kohleflözgas.

Konventionelle Lagerstätten

Der bisher am häufigsten erschlossene Erdgaslagerstättentyp sind Gasvorkommen in porösen und permeablen Gesteinen (z. B. Sandsteine, Massenkalke) unterhalb geringporöser, impermeabler Gesteine (Tonsteine, Mergelsteine, feinkörnige Kalksteine). Das Gas ist hierbei im Porenraum der permeablen Gesteine aus noch größerer Tiefe nach oben gestiegen (migriert), wo der weitere direkte Aufstieg durch das impermeable Deckgestein verhindert wird. Besondere Voraussetzung für die Bildung einer Lagerstätte ist jedoch die Existenz geologischer Strukturen, die eine seitliche Migration des Gases unterhalb des Deckgesteins verhindern und somit überhaupt erst eine Anreicherung größerer Gasmengen im dann als Speichergestein bezeichneten porösen Gestein ermöglichen. Solche Strukturen, die sowohl sedimentären als auch tektonischen Ursprungs sein können, werden Erdgasfallen genannt. Dies können u. a. „ertrunkene“ fossile Riffkörper sein oder die Flanken eines Salzstockes.

Sehr häufig tritt Erdgas aufgrund seiner geringeren Dichte in den obersten Bereichen einer Erdöllagerstätte auf. Man spricht hierbei von assoziiertem („mit Öl vergesellschaftetem“) Erdgas. Reine Erdöllagerstätten ohne Gas sind eher die Ausnahme, da sich in Erdölmuttergesteinen stets auch Gas bildet und beides zusammen in die Lagerstätten migriert. Das bei der Erdölgewinnung anfallende Erdgas wird abgetrennt und gesondert verarbeitet oder aber, insbesondere bei der Offshore-Ölförderung, einfach „abgefackelt“ (d. h., noch an Ort und Stelle der Förderung verbrannt). Weil Erdgas eine deutlich höhere Mobilität als Erdöl besitzt, läuft dessen Migration leichter ab. Deshalb sind reine Erdgaslagerstätten konventionellen Typs, sogenanntes nicht-assoziiertes Erdgas, relativ häufig.

Unkonventionelle Lagerstätten

Als unkonventionell werden Lagerstätten bezeichnet, die nicht dem konventionellen Erdgasfallen-Typ entsprechen und aus denen meist nur mit erheblichem Aufwand Gas gefördert werden kann (z. B. durch sogenanntes Fracking). In den USA werden bereits 40 % der gesamten Gasproduktion aus unkonventionellen Vorkommen gefördert.

Kohleflözgas

Auch in Kohleflözen ist Erdgas gebunden. Methan wird von Kohle an seiner großen inneren Oberfläche in bedeutendem Umfang adsorbiert. In größeren Tiefen kann durch den höheren Druck Kohle proportional mehr Erdgas enthalten und entsprechend mehr durch Entspannen und Abpumpen gefördert werden.

In den USA werden 10 % des Erdgases aus Kohleflözen gewonnen, dies waren im Jahr 2002 etwa 40 Milliarden Kubikmeter. In den USA wurden 11.000 Bohrungen durchgeführt, um diesen Lagerstättentyp zu erschließen. In Deutschland werden die Erdgasreserven in Kohleflözen auf etwa 3000 Milliarden Kubikmeter geschätzt. Weltweit schätzt man die Erdgasreserven in Kohleflözen auf 92.000 bis 195.000 Milliarden Kubikmeter.

Gashydrate

Bei hohem Druck und tiefen Temperaturen bildet Methan zusammen mit Wasser einen eisähnlichen Feststoff, sogenanntes Methanhydrat. Ein Kubikmeter Gashydrat enthält etwa 164 Kubikmeter Methangas. In den Meeresböden der heutigen Kontinentalschelfe und -hänge, ab etwa 300 Meter unterhalb des Meeresspiegels, sowie in Permafrostböden gibt es erhebliche Vorkommen. Das Methan stammt aber vermutlich nur teilweise aus „undichten“ Erdgaslagerstätten. Der andere Teil entstammt der Tätigkeit von Mikroorganismen im Boden bzw. Meeresboden.

Tight Gas

„Tight Gas“ findet sich in „zerstörten“ Speichergesteinen (sogenannten tight gas sands oder tight gas carbonates), d. h., in Gesteinen, die einst porös und permeabel genug waren, dass Erdgas dort hineinmigrieren konnte. Fortschreitende Diagenese mit verstärkter Kompaktion des Speichergesteins bzw. zusätzlichem Wachstum von Mineralkörnern führte zu einer deutlichen Verringerung des Porenraumes und einem Verlust der Poreninterkonnektivität. Durch den damit einhergehenden Verlust der Permeabilität, ist eine ökonomisch sinnvolle Erdgasförderung mit konventionellen Methoden aus diesen Gesteinen unmöglich.

Nach einer allgemeineren Definition von Tight-Gas-Lagerstätten bezeichnet der Begriff alle nicht-konventionellen Vorkommen, die zwar tief unter der Erde liegen, aber durch herkömmliche Förderverfahren nicht rentabel bewirtschaftet werden können bzw. keine wirtschaftlich lohnenden Mengen an Erdgas liefern. Unter diese Definitionen fallen nicht nur Erdgaslagerstätten in diagenetisch „zerstörten“ Speichergesteinen sondern auch Schiefergas- und Kohleflözgas-Lagerstätten.

Schiefergas

Im Gegensatz zu Tight Gas im engeren Sinne ist Schiefergas („Shale Gas“) gar nicht erst dazu gekommen, in ein (ursprünglich) poröseres Gestein zu migrieren, sondern befindet sich noch in seinem Muttergestein, einem primär kohlenstoffreichen Tonstein („Ölschiefer“ im weitesten Sinn).

Aquifergas

Außerdem kann eine erhebliche Erdgasmenge in sehr tiefen Grundwasserschichten eines Aquifers gelöst sein.

Vorräte

Die Menge des in Lagerstätten enthaltenen Erdgases liegt laut Schätzungen der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe über die weltweiten Erdgasressourcen und -reserven bei 819.000 Milliarden Kubikmeter Erdgas. Dabei liegen Erdgasreserven, d. h. derzeit technisch und wirtschaftlich gewinnbare Mengen, bei 192.000 Milliarden Kubikmetern. Bei weltweit gleichbleibender Erdgasförderung von etwa 3.200 Milliarden Kubikmetern entspricht dies einer statischen Reichweite von etwa 60 Jahren. Diese Zahlen beinhalten die gemeinsame Betrachtung von konventionellem und dem bereits seit einigen Jahren wirtschaftlich geförderten nicht-konventionellen Erdgas und umfasst Schiefergas (Shale Gas), Kohleflözgas (coal bed methane, CBM) sowie Erdgas in dichten Sandsteinen und Karbonaten (Tight Gas). Tight Gas wird derzeit überwiegend in den Vereinigten Staaten gefördert, wobei eine strikte Abgrenzung vom konventionellen Erdgas nicht mehr stattfindet. Auch in Deutschland wird seit Jahren Erdgas aus dichten Sandsteinen produziert und gemeinsam mit konventionellem Erdgas ausgewiesen. Nicht enthalten sind darin die Ressourcen von Aquifergas und Erdgas aus Gashydrat, da derzeit noch offen ist, ob und wann dieses Potenzial kommerziell genutzt werden kann. Insgesamt gibt es hier ein Potenzial von bis zu 1.800.000 Milliarden Kubikmeter.

Zur Lage der konventionellen und unkonventionellen Vorkommen von Erdöl und Erdgas auf der Erde siehe → Erdölgewinnung.

Erdgasindustrie

Gewinnung

Erdgasförderanlage in Niedersachsen (bei Großenkneten)

Erdgasförderanlage in der Nähe von Wettmar

Erdgas wird durch Bohrungen entweder in reinen Erdgasfeldern gewonnen oder als Nebenprodukt bei der Erdölförderung. Da das Erdgas in der Regel unter hohem Druck (manchmal circa 600 bar) steht, fördert es sich sozusagen von selbst, sobald das Reservoir einmal geöffnet ist. Im Laufe der Zeit nimmt der Gasdruck der Lagerstätte stetig ab. Die Exploration erfolgt heutzutage zunächst mit dreidimensionalen physikalischen Seismographen, dann durch geochemische Methoden und schließlich durch eine Erdbohrung.

Bohrtechnik an Land

Unkonventionelles Erdgas

→ Hauptartikel: Hydraulic Fracturing

Konventionelles Erdgas

Beim Bohren nach Erdgas wird häufig eine Tiefe von 4 – 6 Kilometer, bei Erkundungsbohrungen manchmal bis 10 Kilometer erreicht. Es gibt auch Bohrer, die nicht nur senkrecht, sondern auch schräg bis horizontal ins Gestein bohren können (insbesondere für Offshore-Bohrungen entwickelt). Beim Bohren muss das Gestein zerstört und nach oben befördert werden, ein Mantel muss den Bohrhohlraum schützen.

Im sogenannten Rotary-Bohrverfahren befindet sich der Bohrmeißel in einem ummantelten Bohrgestänge, das an einem Flaschenzug im Bohrturm (Höhe: 20 bis 40 Meter) befestigt ist. Beim Bohren können Instabilitäten im Gestein und ein Verlust an Bohrflüssigkeit auftreten, daher müssen Rohrstränge (auch Casing genannt) zur Stabilität des Bohrprozesses eingebracht werden. In der nachfolgenden Stufe wird dann mit einem geringeren Durchmesser gebohrt. Der Bohrloch-Durchmesser nimmt mit zunehmender Tiefe ab (von etwa 70 cm auf 10 cm). In der Mantelschicht strömt eine wässrige Tonlösung zur Kühlung des Bohrmeißels, zur Stabilisierung des Bohrlochs und zur Förderung des Bohrkleins. Zwischen dem Förderstrang und der Bohrlochauskleidung ist im Bohrloch knapp über der Erdgas führenden Schicht eine Dichtungsmanschette – Packer genannt – angebracht. Im Kopf des Mantels ist das Hauptventil – zum Öffnen und Schließen des Gasstromes – angebracht. Darüber befinden sich Messapparaturen, Ventile, Rohrverbindungen zur Weiterleitung.

Die Erdgassonde wird an der Erdoberfläche durch das Eruptionskreuz abgeschlossen, das aus zwei Hauptschiebern besteht, von denen einer als automatischer Sicherheitsabsperrschieber ausgerüstet ist, der bei kritischen Betriebsbedingungen die Sonde automatisch sperrt. Vom Bohrloch weg erfolgt die Ableitung des Gases über weitere Schieber und den Düsenstock – in der Regel mit einem Betriebsdruck von etwa 70 bar – zur Sammelstelle.

Die Bohrkosten machen bis zu 80 % der Aufwendungen bei den Erschließungskosten einer neuen Erdgaslagerstätte aus.

Meeresbohrtechnik

Die ersten Offshore-Bohrungen wurden 1947 von den USA vorgenommen. Später wurden fixe Bohrplattformen mit ausfahrbaren Beinen konstruiert. Es konnten Wassertiefen von mehreren hundert Metern erreicht werden.

Schließlich wurden auch schwimmende Bohrplattformen („Offshore-Drilling Units“) und Bohrschiffe entwickelt. Dabei wird der Bohrlochkopf auf den Meeresgrund verlagert. Es ist gelungen, mit derartigen Bohranlagen bis in 3000 Meter Wassertiefe vorzustoßen.

Verarbeitung

Trocknung

Erdgastrocknung

Die Trocknung von Erdgas, d. h. der Entzug von Wasser oder höheren Kohlenwasserstoffen, ist ein wesentlicher Vorgang bei der Erdgasaufbereitung.

Bei ungenügender Trocknung kann es zur Bildung von Methanhydraten kommen. Die festen Methanhydrate können zu einem extremen Druckabfall in der Pipeline beitragen und die Ventile und Rohrleitungen beschädigen. Die Trocknung garantiert auch einen gleich bleibenden Brennwert des Gases bei der Einspeisung in das öffentliche Gasnetz.

Gemessen wird der Trocknungsgrad von Erdgas mit dem Taupunkt. In der Regel wird ein Taupunkt unter −8 °C angestrebt.

Zur Gastrocknung sind unter anderem folgende Verfahren bekannt:

Absorptionstrocknung mit Triethylenglycol

Bei der Absorptionstrocknung wird Erdgas in einer Absorptions-Kolonne mit Triethylenglycol (TEG) in Kontakt gebracht. TEG ist stark hygroskopisch und entzieht dadurch dem Gas das Wasser. Der Kontakt beider Medien erfolgt im Gegenstrom. Das Gas strömt in der Kolonne von unten nach oben. Entgegen hierzu wird das Triethylenglycol in der Kolonne oben eingebracht und unten wieder ausgeschleust. Voraussetzung für eine gute Wasseraufnahme ist eine große Kontaktfläche zwischen TEG und Gas, weshalb in der Kolonne eine strukturierte Packung eingebaut ist. In der Packung verteilt sich das TEG weiträumig.

Das aus der Kolonne ausgeschleuste Triethylenglycol wird in einer Regenerationsanlage wieder aufbereitet. In einem Verdampfer werden durch Erhitzen das aufgenommene Wasser sowie in geringeren Mengen auch Kohlenwasserstoffe aus dem Triethylenglycol entfernt.

Der Verdampfer wird über heiße Verbrennungsgase beheizt, welche in einer separat aufgestellten Brennkammer erzeugt werden. In der Brennkammer werden auch die bei der Regeneration entstehenden Brüdengase verbrannt. Dadurch wird der Bedarf an zusätzlich eingespeisten Brennstoff reduziert. Außerdem müssen die Brüdengase nicht aufwändig kondensiert und entsorgt werden.

Trocknung mittels Molekularsieb

Der Trocknungsprozess von Gasen mittels Molekularsieb erfolgt in der Regel in verschiedenen Stufen:

Stufe 1

Vortrocknung durch Wärmeübertrager oder andere Arten von Wasserabscheidern. Hierbei wird das Gas gekühlt und durch Abscheider große Mengen an Wasser entzogen. Der Restwassergehalt im Gas ist nach diesem Prozess allerdings noch zu hoch, um es genügend komprimieren und damit verflüssigen zu können.

Stufe 2

Nach der Vortrocknung gelangt das Gas in sogenannte Adsorber. Dies sind mindestens zwei Tanks, welche mit einem Molekularsieb gefüllt sind. Das Gas wird zunächst durch Adsorber Nr. 1 gepresst. Der Flüssigkeitsanteil wird vom Molekularsieb aufgenommen (adsorbiert). Dieser Adsorptionsprozess kann bis zu 12 Stunden oder mehr dauern.

Anschließend wird der Gasstrom auf Adsorber Nr. 2 umgeleitet und der Adsorber Nr. 1 „geht“ in die Regenerationsphase. Bei der Regenerierung wird heiße Luft, Stickstoff oder das Erdgas mit einer Temperatur ab ca. 280 °C durch den Kessel gepresst. Hierdurch werden die vom Molekularsieb zurückgehaltenen Flüssigkeitsmoleküle wieder herausgelöst und aus dem Tank heraus befördert. Danach erfolgt die Kühlung des Molekularsiebes über mehrere Minuten bis Stunden. Eine Adsorptions- und Regenerationsphase nennt man Zyklus.

Am Gasaustritt kann ein Taupunkt von bis zu −110 °C erreicht werden.

Die bei der Erdgastrocknung eingesetzten Molekularsiebe werden speziell für die verschiedensten Gaszusammensetzungen entwickelt. Oft müssen nicht nur Wassermoleküle, sondern auch Schwefelwasserstoff oder Kohlenwasserstoffe aus dem Gas entfernt werden. In den meisten Fällen kommt ein 4A Molekularsieb (mit einer Porenöffnung von 4 Å Durchmesser) zum Einsatz. Es gibt auch Situationen, für welche eine Kombination aus verschiedenen Typen zur Anwendung gelangt.

Abtrennung von Kohlenstoffdioxid und Schwefelwasserstoff

Die Abtrennung von Kohlenstoffdioxid und Schwefelwasserstoff erfolgt auf chemischem oder physikalischem Weg.

Die beiden Gase können zusammen mit einer Base wie N-Methyl-Pyrrolidon (Purisol-Verfahren) in einem hochsiedenden Lösungsmittel gebunden werden.

Bei der physikalischen Abtrennung, beispielsweise dem Sulfinol-Prozess, wird eine hochsiedende polare organische Flüssigkeit, die etwas Wasser enthält, eingesetzt. Beim Sulfinol-Prozess verwendet man als Lösungsmittel eine Mischung aus Diisopropanolamin (DIPA), Tetrahydrothiophendioxid (Sulfolan) und Wasser.

Der Schwefelwasserstoff aus dem Erdgas wird unter hoher Hitze mit Sauerstoff zu Schwefel umgesetzt (Claus-Verfahren).

Abtrennung von Stickstoff

Stickstoff und Helium können durch Tieftemperaturtrennung vom Erdgas abgeschieden werden. In einer Hochdrucktrennapparatur steigt ein mit Stickstoff angereicherter Gasstrom nach oben, Methangas strömt zum Sumpf der Kolonne. Dieser Verfahrensschritt kann mit der Flüssiggasherstellung (LNG) gekoppelt werden.

Radioaktiver Abfall

Im Dezember 2009 wurde der Öffentlichkeit bekannt, dass bei der Erdöl- und Erdgasförderung jährlich Millionen Tonnen radioaktiv verseuchter Rückstände anfallen, für dessen Entsorgung größtenteils der Nachweis fehlt. Im Rahmen der Förderung an die Erdoberfläche gepumpte Schlämme und Abwässer enthalten NORM-Stoffe (Naturally occurring radioactive material), auch das hochgiftige und extrem langlebige Radium 226 sowie Polonium 210. Die spezifische Aktivität der Abfälle beträgt zwischen 0,1 und 15.000 Becquerel (Bq) pro Gramm. In Deutschland, wo etwa 1000 bis 2000 Tonnen Trockenmasse im Jahr anfallen, ist das Material laut der Strahlenschutzverordnung von 2001 bereits ab einem Bq pro Gramm überwachungsbedürftig und müsste gesondert entsorgt werden. Die Umsetzung dieser Verordnung wurde der Eigenverantwortung der Industrie überlassen, wodurch die Abfälle letztlich über Jahrzehnte hinweg sorglos und unsachgemäß beseitigt wurden. Es sind Fälle dokumentiert, in welchen Abfälle mit durchschnittlich 40 Bq/g ohne jede Kennzeichnung auf einem Betriebsgelände gelagert wurden und auch nicht für den Transport besonders gekennzeichnet werden sollten.

In Ländern mit größeren geförderten Mengen von Öl oder Gas entstehen deutlich mehr Abfälle als in Deutschland, jedoch existiert in keinem Land eine unabhängige, kontinuierliche und lückenlose Erfassung und Überwachung der kontaminierten Rückstände aus der Öl- und Gasproduktion. Die Industrie geht mit dem Material unterschiedlich um: In Kasachstan sind weite Landstriche durch diese Abfälle verseucht, in Großbritannien werden die radioaktiven Rückstände in die Nordsee geleitet. In den Vereinigten Staaten gibt es in fast allen Bundesstaaten aufgrund der radioaktiven Altlasten aus der Erdölförderung zunehmend Probleme. In Martha, einer Gemeinde in Kentucky, hat das Unternehmen Ashland Inc. tausende kontaminierte Förderrohre an Farmer, Kindergärten und Schulen verkauft, ohne diese über die Kontamination zu informieren. Es wurden bis zu 1100 Mikroröntgen pro Stunde gemessen, so dass die Grundschule und einige Wohnhäuser nach Entdeckung der Strahlung sofort geräumt werden mussten.

Transport

Rohrleitungsmarker einer Hochdruckleitung, die den Verlauf der Leitung im Gelände anzeigt

Eine Gasdruckregelanlage der EVN entnimmt das Erdgas aus dem Erdgashochdrucknetz und reduziert es auf Mitteldruck.

Erdgas wird überwiegend über Rohrleitungen, sogenannten Pipelines, auch über große Distanzen (daher auch der Begriff Ferngas) transportiert. Bedeutende Pipelines für die Anbindung von Westeuropa, dessen Erdgas zum größten Teil aus Russland bezogen wird, sind unter anderen Nord Stream (North European Gas Pipeline), die Sojus-Pipeline und Erdgasleitung Jamal–Europa.

Erdgas kann durch technische Verfahren komprimiert oder in andere Aggregatzustände versetzt werden, die einen Transport ohne Pipelines ermöglichen. Gemein ist allen Verfahren eine Verringerung des Volumens, wodurch sie sich unter anderem auch besser als Ersatz für Kraftstoff aus Mineralöl eignen. Verfahren zur Erdgaskomprimierung:

• Komprimiertes Erdgas (CNG – Compressed Natural Gas) (Komprimierung, Speicherung in Druckbehälter)
• Verflüssigtes Erdgas (LNG – Liquefied Natural Gas) (Verflüssigung durch Gasverflüssigungsanlage)
• GtL-Verfahren (Gas-to-Liquids) (Umwandlung in flüssige Kohlenwasserstoffe über Fischer-Tropsch-Synthese)

Rohrleitungen

Der Druck in Gasleitungsrohren gestaltet sich je nach Transport und Verteilung unterschiedlich. Die aus Stahl bestehenden Ferntransport-Rohrleitungen auf dem Festland haben einen Durchmesser von etwa 1,4 m, stehen unter einem Druck von etwa 84 bar, und sind in der Regel etwa einen Meter unter der Erde verlegt. Alle 100 bis 150 Kilometer muss eine Kompressorstation für neuen Druck sorgen. Ein weiter Transport von Erdgas kann – je nach Auslegung, Höhenverlauf und Durchflussrate einer Leitung – zu einem erheblichen Energieverbrauch durch Pumpen führen. Bei 4700 Kilometern müssen etwa 10 % der Energie des Erdgases für den Pumpenbetrieb verwendet werden. Zur Begrenzung von Gefahren durch Lecks, die einen ungehinderten Gasaustritt ermöglichen könnten, werden außerdem in gewissen Abständen Schieber in einer Pipeline angebracht. In einer Steuerzentrale kann der Rohrdruck des Gasnetzes fernüberwacht werden. Dieses Netz wird von den Fernleitungsnetzbetreibern betrieben.

Für die regionale Verteilung von Erdgas gibt es ein spezielles, dichteres Netzsystem von regionalen Betreibern, mit einem Rohrleitungsdruck von etwa 16 bar. Für den Transport von Erdgas an die regionalen Kommunen gibt es ein drittes Netz, das nur noch einen Erdgasdruck unter 1 bar hat, und für private Haushalte einen Überdruck von nur noch 20 mbar aufweist. Mitunter sind die entsprechenden Rohre aus Kunststoff.

In Deutschland hatte das Hochdruck-Erdgasnetz im Jahr 2002 eine Länge von etwa 50.000 Kilometer, das Netz mit Niederdruckleitungen zu den Hausanschlüssen hatte eine Länge von 370.000 Kilometer.

Für die Errichtung und den Betrieb von Erdgasnetzen müssen, je nach Baugrund (Fels, Sand) und Geografie (Querung von Flüssen mit Dükern, Bahnleitungen, Autobahnen etc.) hohe Beträge aufgebracht werden. Der Beschaffungs- oder Zeitwert eines Erdgasnetzes ist insofern schwer abzuschätzen und hängt auch vom Geschäftsmodell ab (zukünftiger Ertragswert).

Die fünf Erdgastransitleitungen in Österreich wiesen 2006 durchwegs Nenndruck 70 bar und folgende Nenndurchmesser auf: Trans Austria Gasleitung mit drei Parallel-Strängen (etwa 380 km lang) mit 900 bis 1050 mm, West-Austria-Gasleitung (245 km) 800 mm, (kürzer als 100 km:) Hungarian-Austria-Gasleitung und Penta-West 700 mm und Süd-Ost-Gasleitung 500 mm. TAG erhielt (um 2006 bei Wildon) eine zweite Röhre, TAG aus 1970 stammend erhielt 2009+2011 neue Verdichter in Neustift und Baumgarten.

LNG-Transportschiffe

Für den Schifftransport wird das Erdgas durch Abkühlen auf -160 °C verflüssigt. Die derzeit (2014) größten LNG-Tanker der Q-Max-Klasse können über 266.000 m³ LNG transportieren. Für LNG-Tanker gibt es zwei Bauarten: Die Kugel- und die Membran-Tanker. Insgesamt 130 LNG-Tanker wurden bis zum Jahr 2000 konstruiert.

Ab 4000 Kilometer Landweg oder 2000 Kilometer Seeweg ist diese Transportart ökonomisch günstiger als der Transport über ein Rohrleitungssystem.

Umwandlung von Methan in Rohöl und Methanol

Leichter als Erdgas lässt sich Rohöl in Pipelines oder Tankern befördern. Dieses Rohöl wäre frei von Schwefel und Schwermetallen und somit umweltverträglicher. Die Mineralölfirmen Sasol (Südafrika) und Shell (Malaysia) stellten bereits im Jahr 1997 aus Erdgas Rohöl her, das als Dieselzusatz Verwendung fand. Grundlage war die Umwandlung von Methan mit Sauerstoff zu Synthesegas (CO + 3 H₂). Synthesegas lässt sich unter hohem Druck und hohen Temperaturen entsprechend der Fischer-Tropsch-Synthese zu Rohöl umwandeln.

Da der Prozess hohe Temperaturen, Drucke und reinen Sauerstoff erforderte, versuchte man schon bald, die Reaktionsbedingungen für die Umwandlung zu verbessern. Die Firma Syntroleum Company (in Tulsa, USA) entwickelte ein Verfahren, das mit Luft anstatt reinem Sauerstoff gute Rohölausbeuten brachte. Entscheidend in Bezug auf die Kosten sind möglichst niedrige Umwandlungstemperaturen. Es wurde eine Vielzahl von Katalysatoren für eine derartige Umwandlung erprobt. Die Unternehmen möchten gerne auch die Umwandlung von Erdgas in einem einzigen Reaktionsschritt erreichen.

In der Staatsuniversität von Pennsylvania ist es mittels eines Katalysators gelungen, Methan bei weniger als 100 °C in Methanol umzuwandeln.

Speicherung

Zum Ausgleich von Lastschwankungen bei der Erdgasversorgung wurden Untergrund-Erdgasspeicher errichtet. Ein BDEW-Sprecher teilte mit, dass es in Deutschland 46 Untertage-Gasspeicher gebe. Ihre Aufnahmekapazität betrage knapp 20 Milliarden Kubikmeter Arbeitsgas. Das entspreche fast einem Viertel des 2007 in Deutschland verbrauchten Erdgases. In Österreich liegt die Kapazität bei 5 Milliarden Kubikmeter und ist damit prozentual noch höher.

Mitunter dienen untertägige Salzkavernen als Speicherort für Erdgas. Zur Erstellung des Speicherhohlraums pumpt man Wasser durch eine Bohrung in eine geologische Salzformation. Hierbei löst sich das Salz in einem gesteuerten Prozess und die entstandene Salzsole wird durch die gleiche Bohrung abgeleitet. Als sogenannte Porenspeicher können aber auch entleerte Erdöl- und Erdgaslagerstätten dienen. Kurzfristige Kapazität haben sogenannte Röhrenspeicher mit 50 bis 100 bar, die mäanderförmig einige Meter tief im Boden verlegt werden, beispielsweise Teil einer stillgelegten Erdgasleitung sein können.

Die wesentlich kleineren Obertage-Gasspeicher werden vorwiegend für tägliche Bedarfsschwankungen verwendet. Statt der früheren turmhohen Gasometer (meist Teleskop- und Scheibengasbehälter) werden nun Hochdruck-Kugelgasbehälter eingesetzt, die mit etwa 10 bar Überdruck betrieben werden.

Versorgung

Weltförderungen

15 Staaten gewährleisten 84 % der weltweiten Erdgasförderung

Die Netto-Weltförderung von Erdgas (Naturgas) einschließlich Erdölgas, abzüglich zurückgepresstes und abgefackeltes Gas und abzüglich Eigenverbrauch betrug im Jahr 2010 rund 3.239,5 Milliarden Kubikmeter, davon waren Russland und die USA mit jeweils 19 % Weltanteil die Hauptförderländer. Russland förderte 2010 ebenso wie die USA 611 Milliarden Kubikmeter Erdgas. Weitere bedeutende Förderstaaten sind Kanada mit 4,9 % (160 Milliarden Kubikmeter), Iran mit 4,3 % (139 Milliarden Kubikmeter), Katar mit 3,6 % (117 Milliarden Kubikmeter), Norwegen, China, Saudi-Arabien, Algerien, Niederlande und Indonesien. Deutschland förderte 14,2 Milliarden Kubikmeter (0,4 %).

Damit deckte 2010 Erdgas etwa 24 % des weltweiten Energieverbrauchs. Bedeutende Verbraucher von Erdgas sind die USA, Russland, Iran, China, Deutschland, und Japan.

Versorgung in Deutschland

Bis Anfang der 1980er Jahre wurde die Gasversorgung der meisten westdeutschen Städte von Stadtgas, das wegen des hohen Anteils von Kohlenstoffmonoxid giftig ist, auf Erdgas umgestellt. Dies war ohne größere Umbauten möglich. In der ehemaligen DDR vollzog man die Umstellung überwiegend erst in den 1990er Jahren.

Jahr	Deutscher Erdgasverbrauch in Milliarden m³ i.N.
2004	094,34
2005	099,55
2006	093,88
2007	102,00
2008	097,44
2009	096,26
2010	099,50

Schon seit über 25 Jahren gibt es Überlegungen, bei Wilhelmshaven ein Terminal für Flüssiggastanker zu bauen, um die Abhängigkeit von Importen über Pipelines zu reduzieren.

Zur Spitzendeckung, zum Ausgleich kurzfristiger Importstörungen und Bedarfschwankungen werden in Deutschland etwa 18,6 Milliarden Kubikmeter Erdgas in Untergrundspeichern gelagert.

Die Verwendung von Erdgas unterliegt in Deutschland einer Erdgassteuer, deren Normalsatz zurzeit bei 5,50 € je Megawattstunde (das sind 0,55 Cent pro kWh) liegt.

Bei der Preisbildung für Erdgas spielt in Deutschland die Ölpreisbindung eine große Rolle. Das Kartell der Gaspreisbildung aufgrund der brancheninternen Vereinbarung einer Ölpreisbindung verstößt jedoch nach einer weit verbreiteten Auffassung gegen europäisches und deutsches Kartellrecht. Der Bundesgerichtshof (BGH) entschied am 24. März 2010, dass Gasversorger ihre Preise nicht mehr ausschließlich an die Entwicklung des Ölpreises binden dürfen.

Vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) werden die Einfuhr- und Ausfuhrpreise von Erdgas monatlich registriert, ferner werden die Abnahmemengen für einzelne Lieferländer verzeichnet.

Zwischen 1991 und 1999 lag der Importpreis für Erdgas je Terajoule durchschnittlich etwa zwischen 1.700 und 2.200 €. Zwischen 2001 und 2004 lag der Erdgasimportpreis je Terajoule zwischen 3.200 und 4.200 €. Im Jahr 2006 stieg der Erdgasimportpreis je Terajoule zeitweise auf über 6.000 € an. Im November 2008 lag der Importpreis für Erdgas bei 8.748 € je Terajoule, im September 2009 bei 4.671 €. Preissprünge beim Erdgas sind für die Verbraucher intransparent.

Deutsche Erdgasunternehmen

Der größte deutsche Erdgasproduzent ist die BEB Erdgas und Erdöl GmbH (Hannover). Die größten Erdgas-Versorgungsunternehmen in Deutschland sind E.ON Ruhrgas (Essen), RWE Energy (Dortmund), VNG – Verbundnetz Gas (Leipzig), Wingas (Kassel), Shell (Hamburg) und ExxonMobil (Hannover). Der Transport (Pipelines) wird von sog. Fernleitungsnetzbetreibern sichergestellt, darunter Open Grid Europe (Essen), Ontras (Leipzig), Gascade (Kassel) und Terranets BW (Stuttgart).

Der Vertrieb an die Endverbraucher erfolgt über circa 700 Gasversorgungsunternehmen, insbesondere Stadtwerke. Den größten Teil des bezogenen Erdgas erwirbt E.ON Ruhrgas von dem russischen Unternehmen Gazprom sowie von der niederländischen Gasunie und den norwegischen Produzenten.

Messung

Die Messung beim Endkunden erfolgt volumetrisch, also durch Volumsmessung. Um eine genaue Messung zu gewährleisten, liegt häufig unmittelbar vor dem Gas"zähler" ein Druckregler, der den Überdruck gegenüber dem Außendruck in einer letzten Stufe reguliert, denn in Leitungsnetzen, die oft mit abwärts abgestuften Druckniveaus betrieben werden, dienen Leitungsvolumina eventuell als Zwischenspeicher und verursachen schwankende Verbrauchsraten unterschiedlichen Druckabfall in einem Leitungsstück. Um aus dem Volumen auf die Gasmenge (Masse) zu schließen benötigt man die Dichte, also den absoluten Druck und die Temperatur des Gases. Die Temperaturschwankung wird durch Aufstellung innerhalb eines Gebäudes möglichst gering gehalten. Druckregler am Gas"zahler" müssen geeicht werden, wie die Volumsmesseinrichtung selbst, der äußere Luftdruck als Referenz wird unter Umständen nach der Meereshöhe des individuellen Zählers oder pauschal des Ortes oder Bezirks berücksichtigt (100 m Höhenunterschied machen etwas weniger als 1 % Gas-Druckunterschied<gut 5000 m = - 50 %, plus konstanter Überdruck von 20 ... 50 mbar> aus, meteorologische Schwankungen werden nicht berücksichtigt). Weiters wird der Energiegehalt pro kg Gas ermittelt, durch Mischen eingestellt und zu Verrechnungszwecken berücksichtigt.

Gasabsperrung bei Zahlungsverzug

Im internationalen Gashandel sind Gasabsperrung oder Reduktion von Liefermengen (Raten) Gegenstand politischer Verhandlungen.

Endkonsumenten, insbesondere privaten Haushalten wird in Österreich bei Nichtbezahlung nach zumindest zweimaliger Mahnung - um rasches Wiedereinschalten zu ermöglichen, jedoch nicht vor Feiertagen - die Gaslieferung vom Gasversorger abgesperrt. 2013 wurden 8457 Privathaushalten in Österreich, 6081 davon in Wien, das Gas "abgedreht" meldet die Regulierungsbehörde E-Control erstmals im Mai 2014 aufgrund der Gasmonitoringverordnung. Zahlen von Stromsperrungen aus demselben Grund würden von den Versorgern meist "schubladisiert".

Ökologische Aspekte

Durch die geringen Verunreinigungen verbrennt Erdgas generell gegenüber anderen fossilen Brennstoffen sauberer. Trotzdem tragen Förderung, Transport, Verarbeitung und Verbrennung von Erdgas zur Freisetzung der Treibhausgase Methan und Kohlenstoffdioxid bei. Durch den höheren Heizwert wird beim Verbrennen von Erdgas um bis zu 25 % weniger Kohlenstoffdioxid erzeugt als bei Heizöl.

Problematisch ist jedoch, wenn Erdgas als Nebenprodukt der Erdölförderung nicht gewinnbringend abgesetzt oder zurück in die Erde gepumpt werden kann und abgefackelt wird. Durch verschiedene flare-down-Programme der Erdölindustrie soll das Abfackeln vermindert und das Erdgas der Verarbeitung und einer kontrollierten, saubereren energetischen Nutzung zugeführt werden und dabei andere Energieträger ersetzen. Dies bewirkt eine erhebliche Verbesserung der globalen Ökobilanz und wird daher durch Steuervorteile gefördert. Falls einmal Erdgas nicht mehr ausreichend zur Verfügung steht, kann durch zunehmende Produktion und Beimischung von Biogas die Nachhaltigkeit der Investitionen in regionale Erdgasnetze gewährleistet werden.

Die Förderung von Schiefergas (shale gas) kann mit erheblichen Umweltfolgen verbunden sein, wie die Erfahrungen in den USA zeigen.

Stoffspezifisch gehen durch Undichtheiten entwichene Bestandteile des Erdgases entweder direkt in die Erdatmosphäre oder werden aus unterseeischen Lecks im Meerwasser absorbiert. Bei ausreichender Tiefe und daher hohem Druck und ausreichend tiefer Temperatur kann sich der Methan-Anteil des Erdgases als festes Methanhydrat in der Tiefsee ablagern.

Sicherheitsaspekte

Erdgas birgt durch seine Explosivität gewisse Unfallrisiken, was bei unsachgemäßem Gebrauch z.B. in Haushalten von Unfällen bis hin zu katastrophalen Ereignissen (Bsp. Gasexplosion von Chuandongbei, Gasexplosion von Belgien) führen kann.

Am 25. März 2012 wurde entdeckt, dass aus einem unbekannten Leck an der Gas-( und Öl-)Förderplattform Elgin PUQ des Konzerns Total in der Nordsee unter Wasser Gas ausströmt. Wegen Brand- und Explosionsgefahr durch an die Luft gelangtes Gas und wegen der Giftigkeit von im Gas enthaltenem Schwefelwasserstoff wurden für Schiffe und Flugzeuge Sicherheitszonen von bis zu 5,6 km Radius eingerichtet und benachbarte Plattformen evakuiert.

Siehe auch

• Erdgas/Tabellen und Grafiken
• Take-or-Pay-Vertrag
• Synthetisches Erdgas

Literatur

• Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft, BGW: Die Erdgasversorgung der Zukunft, Informationen und Hintergründe zum deutschen Erdgasmarkt; 2006
• Günther Cerbe: Grundlagen der Gastechnik – Gasbeschaffung, Gasverteilung, Gasverwendung. Hanser Verlag, München/ Wien 2004, 6. Aufl., ISBN 3-446-22803-9.
• Stefan Ueberhorst: Energieträger Erdgas- Exploration, Produktion, Versorgung. Bibliothek der Technik, Band 102, Verlag Moderne Industrien, Landsberg 1994, 2. Aufl., ISBN 3-478-93105-3.

Weblinks

Wiktionary: Erdgas – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen

• Jahresrückblick „Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland“, jeweils veröffentlicht in der Zeitschrift Erdöl Erdgas Kohle (Liste mit Artikel-Downloadlinks ab dem Jahr 2002 auf der Webseite des LBEG)
• Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.(BDEW). 2010, abgerufen am 30. Juli 2010. 
• Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e. V.
• Erdgas.at – Österreichischer Fachverband für Gas Wärme
• Erdgas.ch – Verband der Schweizerischen Gasindustrie
• DVGW Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e. V. / Technisch-wissenschaftlicher Verein
• ERDGAS.plus, Informationsplattform rund um die Erdgasanwendung
• SPIEGEL ONLINE: Themenseite zur unkonventionellen Gasförderung
• Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe
• Was ist Erdgas? – Einfache Definition
• W. Wagner, O. Kunz:Die ganze (thermodynamische) Wahrheit steckt in einer Formel. Erdgas-Zustandsgleichung als internationaler Standard, pdf-Datei